鄂尔多斯盆地青石峁地区盒8段含水气藏高产水井影响因素不明确，水气比定量评价难度大，严重影响气水层分级评价和气藏高效开发。据此，基于气藏地质特征与生产动态分析，系统剖析了影响气藏产水的主控因素后，综合考虑构造位置、压裂施工排量、含水饱和度及断裂带等4个主控因素，采用加权法构建了水气比校正量预测模型，并利用CRITIC算法确定了各因素的权重。研究结果表明，断裂带、裂缝对产水量的影响较大，其次为可动水饱和度，构造、压裂施工排量对产水量影响相对较小；水气比定量预测模型精度较高，平均相对误差小于9.6%；研究区西北部高构造部位大部分井区水气比介于0~1之间，但断裂等原因造成部分井区水气比高达1~2，东北部和南部低部位构造区大部分井区水气比介于0.5~2之间。研究可为地球物理测井预测水气比提供一种新途径，为含水气藏开发方案有效制定提供基础参数。
合理的井距是实现单井产能最大和储量充分动用的关键，是评价开发效果的核心指标。受天然裂缝和投产模式影响，四川盆地威荣气田年度投产井开井压力逐年降低，井间干扰逐年加剧，严重影响了产建效果。为降低井间干扰、提升产建效果，通过井间干扰分析，明确了天然裂缝和老井亏空是诱发井间干扰的主要原因，在此基础上，采用数值模拟方法，定量评价了不同井距、不同裂缝窜通程度和不同老井累计产气量对新井EUR的影响，形成了针对性的差异化井距优化设计方法。结果表明：①井距越小、裂缝窜通程度越高，对新井EUR影响越大，影响程度为7.1%~15.1%；②井距越小、老井累计产气量越高，对新井EUR影响越大，影响程度为8.1%~28.3%；③在天然裂缝发育区，根据窜通程度情况，建议井距为350~450 m；④在老井附近，根据老井能量亏空情况，建议井距为400~500 m。通过井距优化的实例应用，优化后开井压力提高9.3 MPa，EUR提升22.8%，取得了较好的应用效果，可为同类气藏井网部署提供参考。
针对四川盆地川西坳陷新场地区须二段致密气藏气水分布特征复杂，成因及演化过程不清的问题，采用宏观—微观尺度分析结合的方法，在对研究区致密砂岩气藏气水分布特征分析的基础上，划分主要的气水分布类型，并结合天然气充注物理模拟实验和微观尺度孔隙结构特征剖析了不同类型气水分布关系的主控因素，开展了3类气水分布成因演化过程的研究。结果表明：新场地区须二段在整体气上水下的背景下，发育类边底水型、多层叠置型和孤立型3种气水关系。类边底水型气水分布受控于古构造发育过程，多层叠置型与多期断缝的发育演化过程密切相关，而孤立型气层和水层的发育则主要与储层非均质演化过程及其导致的天然气充注过程差异有关。总体而言，新场地区须二段现今的气水复杂分布是古构造、断缝体及储层非均质性等地质过程演化及天然气充注成藏过程耦合叠加作用的结果。
克探1气藏是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带白垩系亚格列木组潜力区接替的重大突破，是“克拉之下找克拉”勘探思路的重大成果。但克探1气藏巨大的井间产能差异是气藏勘探开发面临的难点。因此，基于克探1气藏完钻投产井的远探测声波测井资料、岩心取心观察、成像测井识别、储层特征分析和前人研究成果，开展了克探1气藏主要控产因素分析，建立不同井区的差异控产模式。结果表明：①亚格列木组从底到顶可分为底砂岩段、中泥岩段和顶砂岩段，其中，底砂岩段是主要的产气层段；②底砂岩段的砂岩储层厚度、裂缝发育情况和地应力是主要的控产因素，且每口井都存在不同的控产因素组合模式，是导致井间产能差异的根本因素；③已投产的4口井的控产模式为：克探1井为栅栏状网缝低应力厚砂体模式；KL2⁃J203JS井为鱼骨状缝网低应力厚砂体模式；KL2⁃J204井为破碎状缝网高应力薄砂体模式；克探101井为网状缝高应力薄砂体模式。单井多元复合控产模式的建立，对克探1气藏后续布井、钻井工艺选择和提产稳产等开发阶段均具有较大的指导意义。
四川盆地中二叠统栖霞组的勘探已在川西北双鱼石构造、川中高石梯磨溪构造中取得显著成效，是目前研究和勘探开发热点层位，而川南地区栖霞组的勘探尚未获得突破。近年来，随着川南地区白云化孔隙型储层的发现，该地区栖霞组展现出更为广阔的勘探前景，但其有利勘探区块分布尚不清楚。为进一步明确川南栖霞组油气勘探潜力，基于川南地区及周缘野外露头剖面，结合钻测井及地震等资料，对该地区中二叠统栖霞组油气地质条件进行详细梳理，以此探讨川南栖霞组油气勘探潜力。研究表明：川南地区栖霞组具有与其邻区川中高石梯地区相似的沉积背景，环古隆起边缘广泛发育以生屑滩和云化颗粒滩为主的台内高能滩，滩相云化孔隙型规模储层发育，储层厚度为5~15 m，平均孔隙度为3.2％，具备成为优质储层的基础。基于气源、生烃强度及通源断裂发育程度，认为川南地区栖霞组气藏以志留系龙马溪组供烃为主。此外，栖霞组之上龙潭组厚层泥页岩及上覆膏岩层可作为该套储层的良好盖层，生储盖组合匹配良好，具备形成规模性油气藏的成藏条件。综合储层、烃源、古今构造及断裂发育程度等多因素，认为川南地区内江—自贡区块栖霞组油气地质条件最为优越，是川南栖霞组风险勘探有利区块。
川中秋林—金华、八角场地区中侏罗统沙溪庙组天然气勘探持续获得突破，但对于天然气的来源以及成藏过程的研究仍十分薄弱。上三叠统须家河组泥岩和下侏罗统自流井组大安寨段和凉高山组泥岩是研究区的主力烃源岩。研究表明，上三叠统须家河组泥岩为有机质丰度差—极好、Ⅱ2—Ⅲ型、成熟—高成熟烃源岩，下侏罗统自流井组大安寨段和凉高山组泥岩均为有机质丰度中等—好、Ⅱ1—Ⅱ2型、成熟烃源岩。天然气的组分、碳同位素和轻烃分析表明，临近川西坳陷的秋林—金华地区大部分沙溪庙组气样与川西新场天然气特征相似，为成熟—高成熟的煤成气，来源于须家河组，仅局部有侏罗系烃源岩贡献。八角场地区主要为成熟的煤成气和混合气，来源于须家河组和侏罗系烃源岩。而川中公山庙地区为来源于侏罗系烃源岩的成熟油型气。川西至川中，侏罗系烃源岩对沙溪庙组天然气成藏贡献增加，烃源岩的分布控制着气藏的有序分布。秋林—金华地区沙溪庙组煤成气的成熟度、成藏时间均与川西东坡沙溪庙组气藏相当，该区天然气主要从川西须家河组经断层和河道砂体横向运移聚集。八角场地区沟通沙溪庙组储层与须家河组、侏罗系烃源层的断层发育，且混合气占比明显增加，断层纵向输导可能是该区天然气充注的重要路径。
随着中国非常规油气事业的稳步推进，致密砂岩气已成为重要勘探领域。川西北须家河组二段（须二段）致密砂岩气藏普遍发育多物源体系下的海陆过渡三角洲沉积，优质储层展布规律复杂。以中坝地区为例，综合岩心、薄片、测录井等多种资料，以多物源体系作为切入点，系统开展了物源、沉积特征及沉积模式的研究，进一步探讨了不同物源区成岩、裂缝及流动单元等方面的差异，最终揭示了须二段沉积模式及多物源控储机制。研究表明：①须二段同时接受米仓山和龙门山的物源供给，前者为主物源，不同物源体系的沉积物呈现出组构上的明显差异。②须二段表现为北西向和北东向2个扇三角洲前缘汇聚为一个统一的扇三角洲前缘的沉积模式。③多物源体系的综合控储机制表现为“直接影响原始沉积—直接影响成岩改造—间接控制裂缝发育带”，而流动单元能有效表征其综合控储效应。④多物源体系下物源共同控制区是重点勘探区域，尤其在致密储层中，沉积对储层的控制作用被弱化，多物源体系通过影响后期成岩和裂缝改造对储层的控制进一步增强。研究成果可以对川西北须二段有利勘探区优选提供指导。
近年来川西地区中二叠统栖霞组白云岩储层已成为油气勘探的重点对象，其白云岩的成因也随之成为研究热点。为研究川西地区栖霞组白云岩及白云石胶结物的成因，通过对川西地区江油通口栖霞组剖面野外实测、取样及制片观察，基于白云岩及白云石胶结物的岩石学特征，结合阴极发光，碳、氧同位素，稀土元素等手段，明确白云石化流体来源，厘定白云石化序列，建立白云岩及白云石成因模式。结果表明：①川西地区栖霞组发育3类白云岩，即（含）生屑白云岩（D1）、灰质白云岩（D2）、细—中晶白云岩（D3）以及1种鞍状白云石胶结物（CD），其中D1可分为保留原岩结构（含）生屑白云岩（D1⁃1）和残余颗粒结构（含）生屑白云岩（D1⁃2）2种。白云石化序列为第Ⅰ世代：D1⁃1→第Ⅱ世代：D1⁃2/D2→第Ⅲ世代：D3→第Ⅳ世代：CD。②川西地区栖霞组白云岩的δ13C和δ18O基本处于二叠纪海水范围，均存在Ce负异常、Y正异常和高Y/Ho值（>44），且稀土元素配分模式主要呈现左倾特征，表明白云石化流体主要为海水性质。此外，部分白云岩样品存在Eu正异常，表明后期构造—热液作用对先期形成的白云岩存在一定程度的改造。③川西地区栖霞组共发育3期白云石化作用，在同生—准同生期发育第一期白云石化作用，形成D1⁃1；进入埋藏期后发育第二期白云石化作用，优先形成过渡性的D1⁃2和D2，并随白云石化程度增强最终形成D3；第三期白云石化作用为峨眉山大火成岩省（ELIP）产生的异常热事件引诱的埋藏期侧向开放热对流白云石化，此阶段主要形成了CD。通过系统探讨川西地区通口栖霞组剖面白云岩及白云石胶结物的成因，以期为白云岩相关研究提供一定的参考。
河流相砂体作为一种重要的储集层，在油气勘探中占有重要地位。玉泉组—龙井组是东海盆地西湖凹陷后续油气勘探的有利层位，但现有文献缺乏对其沉积特征和沉积模式的全面研究。综合利用测录井资料、岩心资料和地震资料，对东海盆地Y地区玉泉组—龙井组辫状河沉积体系的沉积特征、沉积序列及沉积演化等进行了深入研究。结果表明：玉泉组—龙井组主要发育砾岩、砂岩、粉砂岩及泥岩，岩石的成分成熟度和结构成熟度都偏低；共识别出7种岩相类型、4种基本测井曲线形态、5种地震相，确定了研究区玉泉组—龙井组为辫状河沉积，发育辫状河道、心滩和泛滥平原3种沉积微相及典型的岩相组合类型；最终结合古地貌、古气候分析结果认为研究区玉泉组—龙井组为潮湿环境，高能水动力条件下的辫状河沉积模式。研究成果可为西湖凹陷后续在浅层的勘探开发提供参考。
湖相泥页岩滞留烃中不同赋存状态烃类的特征以及定量表征是页理型页岩油勘探开发基础。针对鄂尔多斯盆地延长组长73黑色页岩，采用多溶剂多粒级抽提和多温阶热模拟实验，定量分析了同一块样品中不同赋存状态烃类的含量及其分子地球化学特征。研究表明，样品CY1⁃3、CY1⁃7、CY1⁃11分步抽提中游离烃分别为2.62 mg/g（占51.93%）、1.35 mg/g（占44.73%）和1.15 mg/g（占31.85%），吸附烃分别为2.42 mg/g（占48.07%）、1.67 mg/g（占55.27%）和2.46 mg/g（占68.15%），而在多温阶热释实验中的游离烃分别为3.82 mg/g（占81.04%）、2.58 mg/g（占71.45%）和2.80 mg/g（占85.99%），吸附烃分别为0.89 mg/g（占18.96%）、1.03 mg/g（占28.55%）和0.46 mg/g（占14.01%）。分步抽提实验误差主要来自于溶剂极性差异和样品粉碎过程中的轻烃损失，而多温阶热释实验由于吸附态重质组分裂解和干酪根热裂解可能分别导致游离烃和吸附烃含量的高估。游离烃含量与TOC、钾长石和绿泥石含量呈正相关，而与沥青质、伊利石及高岭石含量呈负相关。2种方法获得的页岩残留总油含量较为一致，可为页岩油资源量评价提供计算依据，同时分步抽提和多温阶热释实验分别可为人工压裂和原位加热改质开发提供页岩油赋存状态定量表征参考。研究结果为鄂尔多斯盆地长7“页理型”页岩油滞留烃类型的精细划分和准确定量评价提供了实验方法，也为湖相泥页岩型页岩油不同赋存状态烃的定量表征提供了可借鉴的实验方法。
鄂尔多斯盆地陇东地区铝土矿天然气勘探的成功，极大地拓宽了油气勘探领域，显示了铝土矿广阔的勘探前景，然而其物源问题尚未有定论。通过常量、微量及稀土元素地球化学分析，综合考量了构造背景、源岩特性，对铝土岩系的物源进行了详尽分析。研究结果表明：①陇东地区铝土岩系垂向上元素含量在不同岩性层内表现出明显的差异性，且其稳定元素的富集特征具有继承性；②太原组垂向上的铝土岩系与石英砂岩的岩性组合特征决定了其物源区具有高差小、富铝的特点；③地球化学分析显示铝土岩系母岩来自于具有岛弧性质的中酸性火成岩，而并非直接源自下伏碳酸盐岩的风化产物；④北秦岭构造带为主体的古元古代秦岭群、中元古代宽坪群，以及早古生代早期的二郎坪群等变质岩系，包括与其伴生的广泛分布的晋宁期和加里东期中酸性岩体为研究区铝土岩系主要母岩来源，华北板块南缘的新太古代太华群深变质岩系和古元古界铁洞沟组的碎屑岩等具有辅助贡献。该成果可为深入研究陇东地区太原组铝土岩成储机理及成藏模式提供借鉴。
近年来，四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气勘探取得重大突破，查明筇竹寺组古沉积环境对该地区天然气资源评价具有重要意义。通过全岩X射线衍射、地球化学分析测试手段，对川北广元一带筇竹寺组黑色岩系的氧化还原条件、古气候、古生产力和硅质来源等进行了深入探讨，结果表明：①该区轻稀土元素相对于重稀土元素富集，Mo⁃U富集协变模式、U/Th、V/Cr、V/（V＋Ni）等氧化还原敏感性元素比值以及较弱的δCe负异常均表明，广元以北筇竹寺组沉积水体环境整体表现为贫氧—缺氧，垂向上还原性先增加后减小；②CIAcorr、C值、Sr/Cu值等古气候判别指标揭示了川北筇竹寺组沉积期物源区呈中等风化强度，古气候类型主要为温湿型；③Babio与Sibio量化古生产力结果反映了研究区筇竹寺组整体呈中等古生产力，较高的古生产力主要集中在筇一段；④研究区黑色页岩、硅质岩中硅质来源主要为深水环境生物成因硅，有利于有机质的富集和保存。
塔里木盆地库车坳陷发育三叠系和侏罗系2套含煤地层，其中侏罗系煤岩层数多、累积厚度大、分布面积广，具备发育煤岩气的物质基础。对取心井侏罗系煤岩段密集采样，结合岩屑资料，综合应用镜下鉴定、工业分析、R O测试、电镜扫描、常规物性分析、核磁共振检测、CT扫描及氮气吸附等技术手段，系统评价库车坳陷北部构造带侏罗系煤质特征和储集特征。结果表明：①源岩品质优，显微组分以镜质组为主，平均含量为64.06%，具有中高挥发份、特低水分、特低灰分的特征，总体上成熟度偏低；②储集物性好，发育各类基质孔隙和裂隙，孔隙网络中以较大的微裂缝为主，微裂缝相互叠置连通，浅层样品孔隙度为4%~23%，平均为9.7%，中孔和大孔占比高，深层4 000 m以深孔隙度可达6.34%。根据其他盆地的临界深度和该地区煤岩成熟度与埋深的关系，确定研究区煤岩气成藏的顶部临界埋深至少为2 500 m。建立煤岩气成藏模式，并进一步提出发育低—中煤阶地区煤岩气有利区带评价流程和方法。在上述基础上综合评价该地区煤岩气有利区带，既为研究区煤岩评价提供各种指标参数，确定的临界埋深、成藏模式和有利区带，对下一步煤岩气勘探靶区的选取具有重要指导意义；更重要的是提出的煤岩气有利区带综合评价方法能为其他盆地开展煤岩气勘探提供技术借鉴。
黔西上二叠统龙潭组海陆交互相煤系煤—泥页岩—砂岩层旋回发育，页岩和煤的孔隙结构差异明显。基于黔西6口典型井的煤岩样品，采用地质分析、扫描电镜观察和低温液氮吸附等手段，对比研究了龙潭组煤样与相邻层位页岩样孔隙结构差异。结果表明：煤比表面积为44.2~168 m2/g，总孔容为0.024~0.065 cm3/g，主要为半封闭孔和狭缝孔；微孔（<2 nm）孔容和比表面积占绝对优势，其发育可能与煤热演化生气过程相关；而大于2 nm孔隙具有较强的非均质性，与显微组分差异有关。页岩比表面积为43.2~66.6 m2/g，总孔容为0.032~0.059 cm3/g，主要为墨水瓶孔，微孔和介孔分布相对均一，孔径分布曲线呈双峰分布（3 nm和30 nm）。尽管煤与页岩孔隙分布有差异，但<10 nm孔隙均是比表面积的主要贡献者。可抽提沥青对煤孔隙空间影响较大，抽提后不同孔径的孔隙体积明显增多。热演化程度及有机质含量是煤孔隙结构的主要影响因素，有机质含量及矿物类型是影响页岩孔隙结构的主要因素。研究成果可为黔西煤系气共采选层提供参考依据。
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